Крім вказаних газових покладів у розрізі Більче-Волицької площі зустрічаються окремі газоносні пласти пісковика товщиною 1-2 м, але не мають поширення по площі і являють собою дрібні лінзи. Такі лінзи зустрічаються в горизонтах НД-3, НД-2, НД-1, ВД-9, ВД-8, ВД-7 і ВД-6. При випробуванні такої лінзи (свердловина 403, інтервал 230-240 м, ВД-9) було відмічено виділення газу на гирлі свердловини. Результати випробування сарматських горизонтів приведені в таблиці 1.1.

Горизонт НД-10

Горизонт залягає на глибинах 845-923 м. Загальна його товщина знаходиться в межах 52-66 м. Ефективна газонасичена товщина змінюється від 0 до 13,6 м (свердловина 505). В межах горизонту виділено три окремих газових поклади.

Перший поклад (підрахований об’єкт XIX) розкритий на глибинах 896-952 м свердловинами 505 і 516. По лабораторно-промислових даних відкрита пористість колекторів покладу складає 17,0 %. Випробування проводились в свердловинах 505 і 516. В свердловині 505 поклад випробуваний окремо в інтервалах 911-923 м і 929-940 м, де отримано припливи газу з дебітами від 6,53 тис.м3/д при депресії 0,23 МПа до 38,14 тис.м3/д при депресії 3,07 МПа. В свердловині 501 поклад випробуваний разом з верхньою частиною горизонту НД_11 в інтервалі 914-938 м. Отримано приплив вологого газу на діафрагмі діаметром 2,61 мм, а через діафрагму діаметром 3,29 мм – газоводяний фонтан. Контур газоносності на півночі і півдні проведено по умовній лінії заміщення колекторів глинами. На заході газовий поклад екранується тектонічним порушенням. На сході контур газоносності проведено по лінії ГВК на абсолютній відмітці – 665,3 м. Тип покладу склепінний, пластовий, прошарків, тектонічно і літологічно екранований. Розміри покладу 3х3,1 км, висота 62 м. Середня газонасичена товщина складає 6,6-13,5 м.

Свердловинами 9,15,18, 27, 200, 502, 505, 516 ,520та 519 на глибинах 845-924 м розкритий другий поклад горизонту НД-10 (підрахунковий об’єкт ХХ). газовий поклад самостійно випробуваний в свердловині 519, де з інтервалу 872-896 м отримано газовий фонтан. В свердловині 9, як вже відмічалось, випробування проведено разом з горизонтом НД-12-НД-9, По даних термометрії інтервал 874-892 м оцінюється як такий, що слабо віддає газу. Свердловина 10 разом з горизонтами НД-11 та НД-12 випробувана, термометрії не проводилась. В свердловині 505, де випробування проводилось разом з горизонтом НД-11, отримано приплив пластової води. Виходячи з результатів випробування, цей поклад можна вважати непромисловим об’єктом. Тип покладу пластовий, прошарків, літологічно та тектонічно обмежений. Запаси газу віднесені до категорії С2.

Третій газовий поклад розкритий свердловиною 510 на глибинах 863-968 . тип покладу склепінний, пластовий, прошарків, тектонічно екранований, його розміри 5,8х2 км, висота 66 м. По степені вивченості запаси газу віднесені до категорії С2.

1.6 Колекторські властивості продуктивних відкладів

Колекторами газу служать проверстки пісковиків та алевролітів у загальній товщині виділених продуктивних горизонтів, які являються пачками частого перешарування цих проверстків з глинами. Характер пісковиків типовий для сарматських відкладів Прикарпаття. Це вапнисті пісковики та алевроліти. Карбонатність їх складає від 5 до 22 %. Густина породи 1,9-2,4 г/см3. Пористість їх складає від 5,5 до 22,4 %, проникність від незначної (тисячної долі мілідарсі) до 0,07 мД (таблиця 1.2).

Характерно, що колекторські властивості змінюються в залежності від товщини провестків. Тонкі проверстки з товщиною менше 10 м практично непроникні.

1.7 Склад і фізико-хімічні властивості природнього газу

Згідно проведених хімічних аналізів (таблиця 1.3) газ сарматських горизонтів, в основному, складається з метану. Гомологи метану (етан, пропан, бутан і пентан) в сумі не перевищують 0,6 %. З невуглеводневих газів присутній азот і вуглекислий газ. Вміст азоту (більше 1 %) характерний для приконтурних або водоносних об’єктів. Вміст вуглекислого газу не перевищує 2,57 %. Відносна густина газу складає 0,56-0,57. калорійність 7585-8039 ккал/м3. Газ сарматських горизонтів Більче-Волицького родовища типовий для газових покладів сармату інших покладів.

1.8 Гідрогеолічна характеристика родовища.

Згідно даних досліджень водоносних об’єктів пластові води малоактивні. Дебіти складали 1,5-64 м3/д при динамічних рівнях 300-500 м. За хімічним складом води хлор-кальцієві. Мінералізація становить 11-30 г/дм3, густина - від 1,01 до 1,02 г/см3 (таблиця 1.4).

Враховуючи літологічну переривчатість продуктивних горизонтів, розробка буде проводитися при газовому режимі. Однак у зв’язку з низькою газонасиченістю продуктивних пластів відбори газу будуть проводитись зі значним водяним фактором.

1.9 Умови залягання природного газу. Початкові запаси

На основі результатів випробування свердловин, заключень промислової геофізики і кореляції розрізів встановлено і простежено по площі пласти-колектори. Останні об’єднано в чотири піщано-глинисті комплекси, які і розглядаються як окремі об’єкти підрахунку запасів газу.

За наявними промислово-геофізичними даними встановлені границі промислової газоносності виділених комплексів, виділено ефективні товщини (газонасичені). Ефективні товщини неоднакові по площі, а збільшуються в окремих місцях. З врахуванням цих властивостей, вся площа газоносності поділена на окремі ділянки. Запаси газу в межах цих ділянок віднесені до категорії С1. Всі інші до категорії С2.

Згідно проведених розрахунків геологічні запаси складають по категорії С1: по І комплексі – 811 млн.м3; по ІІ комплексі – 708,6 млн.м3; по ІІІ комплексі – 194 млн.м3; по IV комплексі – 120 млн.м3.

Геологічні запаси газу про продуктивних горизонтах нижнього сармату затверджені і прийняті на баланс ДКЗ України в об’ємі 1815 млн.м3 газу по категорії С1.

2 аналіз розробки покладу

2.1 Коротка історія та етапи проектування розробки родовища. Основні положення останнього проектного документу на розробку та експлуатацію родовища та покладу

В 1991 році почав розроблятися горизонт НД-10. Дослідно-промислова експлуатація газового покладу почалась грудні 1991 року і до червня 1993 року проводилась двома свердловинами 9 і 200